JP6140803B2 - 太陽光発電プラントの制御技術 - Google Patents

Description

本明細書に記載する対象の実施形態は、広くは太陽電池に関する。より具体的には、対象の実施形態は、太陽光発電プラントの動作及び制御に関する。

太陽光発電プラントは、太陽放射を電気エネルギーに変換するために、太陽電池を使用する。太陽光発電プラントはまた、光起電インバータ（「インバータ」）を含み、インバータは太陽電池により生成される直流（ＤＣ）を、変圧器及び伝送線の回路網を介して電力系統との相互接続点（ＰＯＩ）への供給に好適な交流（ＡＣ）に変換する。

大型の太陽光発電プラントとの関係で送電設備網集積化の要求を支援する上でインバータの役割は、未だに進歩している。電力系統のインバータは、それらのトポロジー及び可制御性のために、制御された無効電力供給、周波数−電力ドループ制御、及びフォルトライドスルーなどの拡大機能群を提供するが、大型の太陽光発電プラント内で並列して動作している複数のインバータの協調制御に関連する実際の課題は、完全には解明又は理解されていない。インバータは、高度に適応性があり、かつ制御可能な装置であるが、これらはその端子で存在する条件に応答できるに過ぎない。加えて、大型の太陽光発電プラントは、典型的には同一でない回路インピーダンス及び動特性を有する複数の分散したインバータステーションを収容する。大型の太陽光発電プラントで使用されるインバータは、複数の販売業者から入手される場合があるために、有効及び無効電力定格、電圧許容範囲を超える出力、及び制御応答率などの重要なパラメータのいくつかは、インバータステーション間で多種多様であり得る。電力系統とのＰＯＩまでのインバータの距離及びＰＯＩで信号を感知する上での制限は、通信インフラストラクチャ及び達成可能な制御応答率に付加的な制約を課す。

一実施形態では、太陽光発電プラントの動作の制御方法は、複数の太陽電池を提供する段階を含む。複数のインバータは、太陽電池によって生成される直流を交流に変換し、複数のインバータのそれぞれは、入力無効電力設定値に従って無効電力を生成する。グリッドコントローラは、大域的な無効電力設定値を生成する。複数のインタプリタは、大域的な無効電力設定値を受信する。複数のインタプリタのそれぞれは、大域的な無効電力設定値を、複数のインバータのうちの特定のインバータグループについての無効電力設定値に変換し、無効電力設定値を特定のインバータグループに提供する。

別の実施形態において、太陽光発電プラントの動作を制御する方法は、太陽光発電プラントの複数のインバータのインピーダンスを表す等価インピーダンスを決定する段階を含む。等価インピーダンスを有するバーチャルインバータによって生成される無効電力が決定される。複数のインバータにおける個々のインバータの無効電力寄与が、バーチャルインバータにより生成される無効電力に基づいて決定される。複数のインバータにおける個々のインバータについて、決定されるインバータの無効電力寄与を使用してインバータの無効電力設定値が設定される。複数のインバータにおける個々のインバータは、その無効電力設定値に基づいて無効電力を生成する。

別の実施形態において、太陽光発電プラントの動作を制御する方法は、太陽光発電プラントのインピーダンス回路網を、複数の第１のレベルのインバータクラスタに分割する段階を含み、第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれは、太陽光発電プラントの複数のインバータを表す。第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれで表されたインバータのインピーダンスを表す、第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれの等価インピーダンスが決定される。第１のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスは、第２のレベルのインバータクラスタにグループ化される。スーパーインバータクラスタの等価インピーダンスが、少なくとも第１のレベルのインバータクラスタ及び第２のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスに基づいて決定され、このスーパーインバータクラスタの等価インピーダンスは、第１のレベルのインバータクラスタで表されたインバータのインピーダンスを表す。スーパーインバータクラスタの等価インピーダンスを有するバーチャルインバータによって生成される無効電力が決定される。第１のレベルのインバータクラスタで表されたインバータのそれぞれの無効電力寄与が、バーチャルインバータによって生成される無効電力に基づいて決定される。第１レベルのインバータクラスタ内で表されるインバータは、このインバータについて決定された無効電力寄与に従って無効電力を生成する。

本発明のこれら及びその他の特徴は、添付の図面及び特許請求の範囲を含む本開示の全体を読むことにより、当業者には容易に理解されよう。

より完全な本主題の理解は、発明を実施するための形態、及び特許請求の範囲を、以下の図面と併せて考察し、参照することによって導き出すことができ、同様の参照番号は、図面全体を通して同様の要素を指す。
本発明の一実施形態による太陽光発電プラントの概略図である。 本発明の一実施形態による図１の太陽光発電プラントの更なる詳細を示す概略図である。 本発明の別の実施形態による太陽光発電プラントの概略図である。 本発明の一実施形態による、複数のインバータのインピーダンスを表すインピーダンスを有する単一バーチャルインバータを生成するために、複数のインバータをクラスタリングする方法を図示している太陽光発電プラントのインピーダンスマップである。 本発明の一実施形態による、太陽光発電プラントの複数のインバータのそれぞれに最適化された無効電力を生成する方法を図示するために、再ラベル付けされた図４のインピーダンスマップである。 本発明の一実施形態による、図４のインバータクラスタリング処理を更に説明する概略図である。 本発明の一実施形態による、結合して単一スーパーインバータクラスタにされるインバータを有する太陽光発電プラントの等価回路の概略図である。 本発明の一実施形態による、複数のインバータをクラスタリングし、複数のインバータのインピーダンスを表すインピーダンスを有する単一バーチャルインバータを形成する方法のフローチャートである。 本発明の一実施形態による、太陽光発電プラントの複数のインバータについて最適化された無効電力設定値を生成する方法のフローチャートである。 本発明の一実施形態による、複数のインバータのそれぞれの最適な無効電力寄与を決定する方法のフローチャートである。 種々の無効電力制御技術を比較するモデリング及び計算から得たプロットを示す。

本開示では、本発明の実施形態を十分に理解するために、装置、構成部品及び方法の例など、多数の具体的な詳細を提供している。しかしながら、当業者であれば、本発明はこれらの具体的な詳細のうちの１または複数を欠いても実施できることは理解されよう。他の例では、本発明の態様を不明瞭にすることを避けるため、周知の詳細については図示又は説明をしていない。

広くは、大型の太陽光発電プラントについての一般的な最適の無効電力計画問題が、以下のように説明され得る。インバータの全てのクラスタが連結されている適切に選択された中間点ノードについて、中間点ノード変数ν_ｍ（κ）及びｑ_ｍ（κ）、並びにインバータ変数ｐ_ｉ（κ）、ｉ＝１，２...，Ｎのセットを前提とすると、

の拘束条件で、選択された目的関数Ｊ（κ）を最小化するＱ_ｉ（κ）、ｉ＝１，２...，Ｎを計算する。 式中、ｑ_ｉｍａｘ（κ）はインバータｉの無効電力限度値であり、インバータの性能、典型的には、ＶＡ電力容量Ｓ_ｉｍａｘ、及び動作電力ｐ_ｉ（κ）に大きく依存する。例えば、動作力率に対する限度値により制限される無効電力を提供することができるインバータについては、ｑ_ｉｍａｘ（κ）は、

によって与えられ、式中、ｐｆ_ｉｍａｘは、最大定格ＶＡ電力におけるインバータの最大力率である。

あるいは、動作力率のみにより制限される無効電力を提供することができるインバータについては、

である。

例示の目的関数は、

によって与えられ、これについての最適化処理が、全てのインバータについての所望の無効電力の計算をもたらし、これは、インバータ端子電圧が中間点電圧に可能な限り近いことを総じて確実にする。インバータ無効電力の最適値は、個々の動作点ｋについて計算され、実用化については、動作点の数が多い可能性があるために、この結果は、種々の動作点に対して得られた所望の無効電力の分布を考慮に入れて、インバータクラスタリング処理を通してなど、簡潔な解決策を得るために、組み合わされ統合される必要があることに留意すべきである。

上述の最適化処理のための一般的な解経路は、特に、多数のインバータ又はインバータクラスタを有する大型の太陽光発電プラントでは複雑な場合がある。以下に記載されるものは、バイナリツリーインバータクラスタリングモデルを使用する扱いやすい解経路であり、ここでは、初めに太陽光発電プラント全体の単一のインバータ（又は最下位レベルのインバータクラスタ）がグループにまとめられて、得られたインバータクラスタが次々にグループにまとめられ、単一インバータクラスタが得られるまで、この処理が続けられる。最適化処理は、例えばトリナリツリー、クォータナリツリー等のその他のインバータクラスタリングモデルにも拡大され得る点に留意されたい。

図１を参照すると、本発明の一実施形態による太陽光発電プラント１００の概略図が示されている。図１の例において、太陽光発電プラント１００は、コンピュータ１０９、グリッドコントローラ１１０、感知モジュール１１２、電圧及び電流センサ１２４、光起電インバータステーション１３０（すなわち、１３０−１、１３０−２、...、１３０−ｎ）、及びローカルインタプリタ１３２（すなわち、１３２−１、１３２−２、...、１３２−ｎ）を備える。

図２で示すように、インバータステーション１３０は、１または複数の光起電インバータ１３１、複数の光起電モジュール１１４（すなわち、１１４−１、１１４−２、...、１１４−ｎ）、及び変圧器１３３を含むことができる。典型的には、インバータステーション１３０内に１または複数のインバータ１３１が存在するが、図示を明瞭にするために、図２では１つだけが示されている。ローカルインタプリタ１３２は、無効電力（Ｑ）設定値、力率（ＰＦ）設定値、及び／又は有効電力限度値（Ｐ−限度値）の形態の制御信号を、インバータステーション１３０の１または複数のインバータ１３１に送信する。

光起電モジュール１１４は、複数の太陽電池１１５を含むことができる。図示を明瞭にするために、図２では太陽電池１１５の一部だけが表示されていることに留意すべきである。太陽電池１１５は、太陽放射を電気エネルギーに変換する。インバータ１３１は、太陽電池１１５によって生成される直流（ＤＣ）を交流（ＡＣ）に変換し、変圧器１３３は、インバータ１３１のＡＣ出力電圧を、相互接続点（ＰＯＩ）１０１への供給に好適なレベルまで向上させる。図１で示すように、インバータ１３１の向上されたＡＣ出力電圧は、第２のレベルの変圧器１３４、インバータステーション変圧器１３３を第２のレベルの変圧器１３４に接続するケーブル又は伝送線１３５、及び第２のレベルの変圧器１３４をＰＯＩ １０１に接続する伝送線１３６を備える回路網を経て電力系統１０８に連結され得る。

図１を参照すると、電圧及び電流センサ１２４は、ＰＯＩ １０１で電圧及び電流を測定する計測器を備えてもよい。感知モジュール１１２は、電圧及び電流センサ１２４から電圧及び電流測定値を受信する。感知モジュール１１２は、電圧及び電流測定値を調節するために、前処理モジュール（例えば、フィルタ）を含んでもよい。感知モジュール１１２は、前処理された電圧及び電流測定値を処理し、ＰＯＩ １０１において力率、無効電力、電圧、及び有効電力（「実電力」とも呼ばれる）を決定するために、計算モジュールを更に含んでもよい。インバータステーション１３０内のインバータ１３１がそれらの端子で状態を測定するのに対比して、感知モジュール１１２は、ＰＯＩ １０１における力率、無効電力、電圧、及び有効電力を検出する。これは、ＰＯＩにおける状態のより正確な検出を可能にし、送電損失に起因する感知問題を排除する。

コンピュータ１０９は、デスクトップコンピュータ、ラップトップコンピュータ、ワークステーション、又はその他の計算装置を備えることができる。一実施形態において、コンピュータ１０９は、プロセッサによる実行のためにメモリ（例えば、ＲＡＭ）内にあり得る、モデリング及び解析ソフトウェアを含む。モデリング及び解析ソフトウェアは、ＭＡＴＬＡＢ（商標）、ＰＳＳＥ（商標）、ＭＡＴＣＨＣＡＤ（商標）、及び／又はＰＳＬＦ（商標）ソフトウェアツールなどの数学ソフトウェア・パッケージを含んでもよい。コンピュータ１０９は、インバータステーション１３０内のインバータ１３１についての最適な無効電力設定値を決定するために計算を実行するよう構成され得る。最適化された無効電力設定値は、例えばコンピュータネットワークにより又は取り外し可能なコンピュータ読み取り可能な記憶媒体（例えば、ＵＳＢスティック、ＣＤ、ＤＶＤ）により、コンピュータ１０９からグリッドコントローラ１１０及び／又はローカルインタプリタ１３２に提供されてもよい。グリッドコントローラ１１０のコンピューティング資源に応じて、コンピュータ１０９の機能性はまた、グリッドコントローラ１１０で実現されてもよい。

グリッドコントローラ１１０は、ＰＯＩ １０１で特定の無効電力を維持するよう、及び／又はＰＯＩ １０１で大域的な有効電力発生に限度値をセットするよう構成され得る。一実施形態において、グリッドコントローラ１１０は、感知モジュール１１２からＰＯＩ １０１における力率、無効電力、電圧及び有効電力値を受信し、これらの値と参照値１１６との比較を行い、インバータステーション１３０内のインバータ１３１が、電圧及び電流を出力し、ＰＯＩ １０１において特定の無効電力及び有効電力レベルを達成するように、制御論理モジュール１１７を介して、インバータステーション１３０に送られた大域的な無効電力設定値（Ｑ）、又は大域的な力率（ＰＦ）設定値、および大域的な有効電力限度値（Ｐ−限度値）を調整する。前述の設定値及び限度値は、太陽光発電プラント１００内のインバータ１３１の全てに向けられている点で大域的である。

無効電力設定値は、この無効電力設定値によって指示される無効電力を達成する出力電流を生成するために、インバータ１３１向けられるコマンドである。すなわち、インバータ１３１は、このインバータ１３１に提供された無効電力設定値に従って、無効電力を生成する。同様に、力率設定値は、この力率設定値によって指示される力率を達成する出力電流を生成するために、インバータ１３１に向けられるコマンドである。概して、インバータ１３１から供給される有効電力は、太陽電池１１５の出力に基づいている。しかしながら、グリッドコントローラ１１０は、全有効電力生成に対する限度値を、太陽電池１１５からの利用可能な全実電力より小さく調整することができる。更に、一般的に言うと、力率設定値及び無効電力設定値は、互いに依存し、これらの一方のみが動作の選択されたモードに依存して選択される一方、他方が前者によって支配される。グリッドコントローラ１１０は、太陽電池１１５からの有効電力出力に基づいて、大域的な無効電力設定値、又は力率設定値を生成するか、又は場合によっては、ＰＯＩ無効電力要求量を満たすことが必要とされ得る追加の大域的な無効電力に適合するように大域的な有効電力限度値を調整する。

図１の実施形態において、グリッドコントローラは、インバータステーション１３０内の全てのインバータ１３１に対して、単一の大域的な無効電力設定値（Ｑ）又は力率設定値（ＰＦ）、及び有効電力限度値（ＰＦ−限度値）を生成する。以下でより明確になるように、最適化された無効電力設定値は、個々のインバータ１３１又は類似のインバータ１３１の個々のグループについて決定され得る。この最適化を実現するために、ローカルインタプリタ１３２は、大域的な無効電力設定値又は大域的な力率設定値、及び大域的な有効電力限界値をグリッドコントローラ１１０から受信し、特定のインバータステーション１３０内の全てのインバータ１３１による使用のために、これら大域的な値を局所的な値に変換することができる。例えば、ローカルインタプリタ１３２は、対応するインバータステーション１３０についての最適化された無効電力設定値と同一の又は類似のレベルまで、大域的な無効電力設定値をスケーリングするか、又はこれにバイアス値を付加することが可能である。個々のローカルインタプリタ１３２は、特定のインバータステーション１３０のインバータ１３１についてのスケーリング及びバイアス因子又は最適化された無効電力設定値を、グリッドコントローラ１１０から又はコンピュータ１０９から、コンピュータネットワークを通して、手動構成により、取り外し可能なコンピュータ読み取り可能な記憶媒体等により受信することができる。スケーリングされた無効電力設定値又は力率設定値、および有効電力限度値は、ローカルインタプリタ１３２によって、対応するインバータステーション１３０内のインバータ１３１に提供される。ローカルインタプリタ１３２は、電気回路、プログラムされた論理、又はいくつかのその他のデバイスとして実現されてもよい。

ローカルインタプリタ１３２の使用は、単にローカルインタプリタ１３２をグリッドコントローラと個々のインバータステーションとの間に挿入することにより、本発明の実施形態が既存の太陽光発電プラントで展開されることを好都合に可能にする。しかしながら、ローカルインタプリタ１３２の機能性もまた、グリッドコントローラ１１０の内部に組み込まれ得ることに留意すべきである。例えば、グリッドコントローラ１１０はまた、全てのインバータステーション１３０についての単一の大域的な値を送信するよりはむしろ、個々のインバータステーション１３０について、別々の最適化された無効電力設定値、力率設定値、及び有効電力限度値を出力することができる。この実施形態は、太陽光発電プラント１００Ｂを示す図３に概略的に示されている。太陽光発電プラント１００Ｂは、グリッドコントローラ１１０が、個々のインバータステーション１３０について、別々の最適化された無効電力設定値（Ｑ１、Ｑ２、...、Ｑｎ）、力率設定値（ＰＦ１、ＰＦ２、...、ＰＦｎ）及び有効電力限度値（Ｐ１−ｌｉｍ、Ｐ２−ｌｉｍ、...、Ｐｎ−ｌｉｍ）を生成することを除けば、太陽光発電プラント１００と同様である。それ以外の点では、太陽光発電プラント１００Ｂの構成要素及び動作は、太陽光発電プラント１００のものと同様である。

図４及び５は、縦軸がリアクタンス（Ｘ）を表し、横軸が抵抗（Ｒ）を表している、太陽光発電プラント１００のインピーダンスマップを示す。図４のインピーダンスマップは、本発明の一実施形態により、複数のインバータ１３１をクラスタリングし、複数のインバータ１３１のインピーダンスを表すインピーダンスを有する単一バーチャルインバータを生成する方法を図示するためにラベル付けされている。図４の例において、インバータ１３１のインピーダンスは、インバータ１３１の伝送路インピーダンスを指し、これは、インバータ１３１の出力インピーダンス、インバータ１３１に接続された第１のレベルの変圧器１３３のインピーダンス、及び複数のインバータステーション１３０が接続されている次の接合ノードに至るケーブル及び伝送線１３５のインピーダンスを含む。他の大型の太陽光発電プラントのように、太陽光発電プラント１００のインバータ１３１は、異なる販売業者から入手する場合があり、異なるインピーダンスを有し得る。更に、第１のレベルの変圧器１３３並びにケーブル及び伝送線１３５は、著しく異なるインピーダンスを有する場合がある。インバータ１３１の出力のこれらインピーダンスは、なおいっそうの精度のためにクラスタリング処理で考慮に入れられる。

図４の例では、相互接続点（ＰＯＩ）から全てのインバータ１３１が単一の伝送路インピーダンスを有する単一の「バーチャル」集合体インバータにより表されるポイントに至るまでで見られるように、太陽光発電プラント１００の電気回路網全体を表す等価インピーダンスを生み出すために、インバータクラスタリングアプローチが使用される。最下位のインバータクラスタにおいて、クラスタ内に表されるインバータは、実際のインバータ１３１である。次の高位レベルのインバータクラスタ及び後続の高位レベルのインバータクラスタにおいて、クラスタ内のインバータは、これらがモデリング及び解析の目的のためだけに代表的なインバータを提供するという点で、（物理的なインバータとは対照的に）「バーチャル」インバータである。

図４の例では、太陽光発電プラント１００のインピーダンス回路網は、複数の第１のレベルのインバータクラスタ２００（すなわち、２００−１、２００−２、２００−３、２００−４、２００−５）に分割される。第１のレベルのインバータクラスタ２００は、この例では最下位レベルのインバータクラスタである。結果的に、個々の第１のレベルのインバータクラスタ２００は、類似の伝送路インピーダンスレベルを有するインバータ１３１のグループ化を含む（バーチャルインバータとは反対に）。例えば、個々の第１のレベルのインバータクラスタ２００は、単一の給電線回路網内のインバータステーション１３０のインバータ１３１のグループ化であるか、又は異なる給電線回路網ではあるが、類似の伝送路インピーダンスレベルを有するインバータステーション１３０のインバータ１３１のグループ化であり得る。図４の例では、第１のレベルのインバータクラスタ２００内の個々の中空のドットは、Ｒ_ｉｊｋ＋ｊＸ_ｉｊｋによって数学的に説明される伝送路インピーダンスを有する単一インバータ１３１を表し、式中、Ｒ_ｉｊｋは、伝送路インピーダンスの抵抗成分であり、Ｘ_ｉｊｋは、インバータ１３１の伝送路インピーダンスのリアクタンス成分である。図４の例では、添え字κは第１のレベルのインバータクラスタを表し、添え字ｊは第２のレベルのインバータクラスタを表し、添え字ｉは、第３のレベルのインバータクラスタを表すことに留意すべきである。太陽光発電プラントは、インバータのいくつかのレベルを有し得るが、図示を明瞭にするために、３つのレベルのみが記載されていることに留意すべきである。第１のレベルのインバータクラスタ２００は、複数のインバータ１３１のグループ化を包含する場合があるが、図示を明瞭にするために、図４に示すように、数個のインバータ１３１だけが個々の第１のレベルのインバータクラスタ２００内に表示されている。

図４の例では、第１のレベルのインバータクラスタ２００内のインバータ１３１の伝送路インピーダンスの全てを表す等価インピーダンスが、ソリッドドットによって表され、Ｒ_ｉｊ＋ｊＸ_ｉｊにより数学的に説明される。一実施形態において、第１のレベルのインバータクラスタ２００内のインバータ１３１の伝送路インピーダンスを表す等価インピーダンスは、関連する変圧器、ケーブル等を含む単一インバータ１３１の電力定格を考慮に入れる、加重平均技術を使用して計算され得る。図４の例では、矢印２３１は、第１のレベルのインバータクラスタ２００−１内で表される個々の単一インバータ１３１のインピーダンスＲ_ｉｊｋ＋ｊＸ_ｉｊｋからの第１のレベルのインバータクラスタ２００−１の等価インピーダンスＲ_ｉｊ＋ｊＸ_ｉｊの計算を示している。等価インピーダンスは、全ての第１のレベルのインバータクラスタ２００について計算される。第１のレベルのインバータクラスタ２００のそれぞれは、第１のレベルのインバータクラスタ２００に属するインバータ１３１の伝送路インピーダンスの全てを表す、等価インピーダンスを有する単一バーチャルインバータによって表されるように処理され得る。

上述したインバータクラスタリング及びインピーダンス計算処理は、太陽光発電プラント１００の全インピーダンス回路網が、単一の等価インピーダンスを有する単一バーチャルインバータを表す単一のスーパークラスタに簡略化されるまで繰り返される。図４の例では、第１のレベルのインバータクラスタ２００は、第２のレベルのインバータクラスタ２１０（すなわち、２１０−１、２１０−２、２１０−３）に更にグループ化される。個々の第２のレベルのインバータクラスタ２１０は、類似の等価インピーダンスを有する第１のレベルのインバータクラスタ２００を包含することができる。次いで、第２のレベルのインバータクラスタ２１０内の第１のレベルのインバータクラスタ２００の等価インピーダンスの全てを表す等価インピーダンスが計算される。第２のレベルのインバータクラスタ２１０の等価インピーダンスは、第１のレベルのインバータクラスタ２００の等価インピーダンスの計算と同様の方法で計算され得る。図４の例では、第２のレベルのインバータクラスタ２１０のバーチャルインバータは、ソリッドドットで表され、Ｒ_ｉ＋ｊＸ_ｉによって数学的に説明される等価インピーダンスを有する。第２のレベルのインバータクラスタ２１０の等価インピーダンスは、第２のレベルのインバータクラスタ２１０内のバーチャルインバータのインピーダンスの全てを表す。矢印２３２は、グループにまとめられて第２のレベルのインバータクラスタ２１０−１を形成する、第１のレベルのインバータクラスタ２００−１及び第１のレベルのインバータクラスタ２００−２の等価インピーダンスＲ_ｉｊ＋ｊＸ_ｉｊからの第２のレベルのインバータクラスタ２１０−１の等価インピーダンスＲ_ｉ＋ｊＸ_ｉの計算を示している。等価インピーダンスは、全ての第２のレベルのインバータクラスタ２１０について計算される。

上述の処理は、単一インバータクラスタのみが残るまで、第２のレベルのインバータクラスタ２１０の等価インピーダンスを、次に高位のレベルのインバータクラスタにグループ化することにより更に繰り返される。図４の例では、次の高位のレベルのインバータクラスタは、スーパーインバータクラスタ２２０であり、この例では、スーパーインバータクラスタは、唯一残っているインバータクラスタである。太陽光発電プラントは、インバータクラスタのいくつかのレベルを有し得るが、図示を明瞭にするために、ここでは３つのレベルのみが記載されていることに留意すべきである。スーパーインバータクラスタ２２０は、スーパーインバータクラスタ２２０内のバーチャルインバータのインピーダンスの全てを表す等価インピーダンスを有するバーチャルインバータを表す。図４の例では、スーパーインバータクラスタ２２０によって表されるバーチャルインバータは、ソリッドドットとして示され、インピーダンスＲ＋ｊＸにより数学的に説明される等価インピーダンスを有する。スーパーインバータクラスタ２２０の等価インピーダンスは、下位レベルのインバータクラスタの等価インピーダンスの計算と同一の方法で計算され得る。図４の例では、矢印２３３は、第２のレベルのインバータクラスタ２１０−１及び第２のレベルのインバータクラスタ２１０−２のインピーダンスＲ_ｉ＋ｊＸ_ｉからのスーパーインバータクラスタ２２０の等価インピーダンスＲ＋ｊＸの計算を示している。この例では、スーパーインバータクラスタ２２０の等価インピーダンスは、全てのインバータ１３１の伝送路インピーダンス及び太陽光発電プラント１００の電気回路網全体を表している。インバータクラスタリング処理で計算されたインピーダンスの全ては、保持される。

図５は、図４と同様な太陽光発電プラント１００のインピーダンスマップを示す。第１のレベルのインバータクラスタ２００、第２のレベルのインバータクラスタ２１０、及びスーパーインバータクラスタ２２０は、図４を参照して説明されている。

図５は、本発明の一実施形態により、スーパーインバータクラスタ２２０のバーチャルインバータに基づいて、インバータ１３１のそれぞれについて最適化された無効電力設定値を生成する方法を図示するようラベル付けされている。

理解されるように、スーパーインバータクラスタ２２０の等価インピーダンスは、太陽光発電プラント１００内のインバータ１３１の全て及び電気回路網全体を表す単一バーチャルインバータのインピーダンスとして処理され得る。図５の例では、スーパーインバータクラスタ２２０の等価インピーダンス、すなわち、スーパーインバータクラスタ２２０により表されるバーチャルインバータのインピーダンスは、ＰＯＩ １０１における個々の動作点について無効電力要求量、対応する有効電力、及び動作電圧を計算するために使用される。スーパーインバータクラスタ２２０のバーチャルインバータによる出力としてＰＯＩ １０１で得られた無効電力（Ｑ）及び有効電力（Ｐ）は、Ｐ＋ｊＱにより数学的に説明される。スーパーインバータクラスタ２２０のバーチャルインバータにより生成されることが必要とされる無効電力は、次いで、スーパーインバータクラスタ２２０内で表される単一バーチャルインバータ間に配分される。すなわち、スーパーインバータクラスタ２２０内で表される個々の単一バーチャルインバータは、ＰＯＩ １０１で対応する動作点について、スーパーインバータクラスタ２２０で表されるバーチャルインバータによって生成されることが必要とされる無効電力に総じて適合する無効電力を与える。個々の無効電力寄与に対応する有効電力も計算される。図５の例では、スーパーインバータクラスタ２２０内で表される個々の単一のバーチャルインバータは、Ｐ_ｉ＋ｊＱ_ｉ電力を与える。図５の例では、矢印２４１は、スーパーインバータクラスタ２２０内で表される単一バーチャルインバータの無効電力寄与、及び対応する有効電力の計算を示している。

下位レベルのインバータクラスタの単一バーチャルインバータ間の無効電力発電の配分は、個々のインバータ１３１の無効電力寄与が決定されるまで続けられる。図５の例では、個々の第２のレベルのインバータクラスタ２１０は、Ｐ_ｉ＋ｊＱ_ｉによって数学的に説明される無効電力及び有効電力、すなわち、スーパーインバータクラスタ２２０内で表される単一バーチャルインバータの寄与を生成することが期待されるバーチャルインバータ全体を有するものとみなすことができる。第２のレベルのインバータクラスタ２１０のバーチャルインバータ全体により生成される必要がある無効電力は、次いで、第２のレベルのインバータクラスタ２１０内で表される単一バーチャルインバータ間に配分される。すなわち、第２のレベルのインバータクラスタ２１０内で表される個々の単一バーチャルインバータは、第２のレベルのインバータクラスタ２１０のバーチャルインバータ全体から必要とされる無効電力に適合するように無効電力を与える。無効電力寄与に対応する有効電力もまた計算される。図５の例では、第２のレベルのインバータクラスタ２１０内で表される個々の単一バーチャルインバータは、Ｐ_ｉｊ＋ｊＱ_ｉｊ電力を与える。図５の例では、矢印２４２は、第２のレベルのインバータクラスタ２１０−１内で表される単一バーチャルインバータの無効電力寄与、及び対応する有効電力の計算を示している。その他の第２のレベルのインバータクラスタ２１０内の個々の単一バーチャルインバータの無効電力寄与及び対応する有効電力もまた計算される。

最終的に、個々の第１のレベルのインバータクラスタ２００で表されるインバータステーション１３０の個々のインバータ１３１の無効電力寄与が、第１のレベルのインバータクラスタ２００のバーチャルインバータから計算される。図５の例では、個々の第１のレベルのインバータクラスタ２００は、Ｐ_ｉｊ＋ｊＱ_ｉｊにより数学的に説明される無効電力及び有効電力、すなわち、第２のレベルのインバータクラスタ２１０で表される単一バーチャルインバータの寄与を生成すると期待されるバーチャルインバータを有するものとして処理され得る。第１のレベルのインバータクラスタ２００のバーチャルインバータ全体により生成されることが必要とされる無効電力は、次いで、第１のレベルのインバータクラスタ２００で表されるインバータ１３１の間に配分される。すなわち、第１のレベルのインバータクラスタ２００内で表される個々の単一インバータ１３１は、第１のレベルのインバータクラスタ２００のバーチャルインバータ全体から必要とされる無効電力に適合するように、無効電力を与える。単一インバータ１３１の無効電力寄与は最適化され、このインバータ１３１についての無効電力設定値として使用され得る。無効電力寄与に対応する有効電力限度値もまた、個々のインバータ１３１について計算される。図５の例では、第１のレベルのインバータクラスタ２１０内で表されるインバータステーション１３０の個々のインバータ１３１は、Ｐ_ｉｊｋ＋ｊＱ_ｉｊｋ電力を与える。図５の例では、矢印２４３は、第１のレベルのインバータクラスタ２００−１内に含まれる個々のインバータ１３１の無効電力寄与、及び対応する有効電力の計算を示している。その他の第１のレベルのインバータクラスタ２００内の個々のインバータ１３１の無効電力寄与及び対応する有効電力も計算される。インバータ１３１について計算された無効電力寄与は、このインバータ１３１の無効電力設定値として使用され得る。

図６は、本発明の一実施形態による、図４のインバータクラスタリング処理を更に説明する概略図である。図６は、簡単なバイナリツリーインバータクラスタ系を含み、ここでは２つのインバータクラスタ２５０（すなわち、２５０−１、２５０−２）が、バイナリツリーインバータクラスタリング処理を通して得られる。この例では、インバータクラスタ２５０のそれぞれは、第１のレベルのインバータクラスタである。中間点ノード２５１から見たインバータクラスタ２５０の等価インピーダンスは、互いに著しく異なり、２つのインバータクラスタ２５０により表示されるインバータの電力定格は必ずしも同一ではないことが想定される。

図６の例では、ν_ｇはＰＯＩ １０１における電圧変数を表し、ｑ_ｇはＰＯＩ １０１における無効電力変数を表し、ν_ｍは、インバータクラスタ２５０が接続されている中間点ノード２５１におけるノード電圧変数を表し、ν_ｉ１及びν_ｉ２は、インバータクラスタ２５０内で表されるインバータ１３１の端子電圧変数を表し、ｉ_ｉ１及びｉ_ｉ２は、インバータクラスタ２５０内で表されるインバータ１３１からの電流変数であり、ｉ_ｇは、インバータクラスタ２５０から電力系統１０８に流れる電流を表している変数であり、ｉ_ｃは、Ｘ_ｃにより表されるスイッチドキャパシタを流れる電流を表している変数であり、Ｚ_ｇは、ＰＯＩ １０１と中間点ノード２５１との間のインピーダンスであり、Ｚ_ｉ１及びＺ_ｉ２は、中間点ノード２５１とインバータ１３１との間のインピーダンスである。更に、ｐ_ｉ１及びｐ_ｉ２は、インバータ１３１により生成される有効電力を表している変数である。更に、インピーダンスＺ_ｉ１、Ｚ_ｉ２及びＺ_ｉ１並びにＺ_ｇは、典型的にはＺ_ｘ＝Ｒ_ｘ＋ｊＸ_ｘの形態であり、式中、Ｒ_ｘは抵抗性成分であり、Ｘ_ｘは、インピーダンスＺ_ｘの誘導性無効成分である点に留意されたい。

図６から、

である。

図７は、本発明の一実施形態により、インバータクラスタ２５０が単一スーパーインバータクラスタ２７０に統合された状態の太陽光発電プラント１００の等価回路を示す。図７の例では、ｉ_ｉ＝ｉ_ｉ１＋ｉ_ｉ２は、インバータクラスタ２５０のインバータ１３１からの全電流を表し、かつ

は、中間点ノード２５１から見られるような、インバータクラスタ２５０の等価テブナンインピーダンスである。インバータクラスタ２５０における電力損失を、無視できるものと仮定すれば、

であることに留意すべきである。

動作要件｜ν_ｇ（κ）｜＝Ｖ_ｇ（κ）、及びＰＯＩ １０１におけるｑ_ｇ（κ）＝Ｑ_ｇ（κ）、並びにスーパーインバータクラスタ２７０におけるｐ_ｉ（κ）＝ｐ_ｉ（κ）のセットを前提とし、式中、κが動作点を表す場合に、電力潮流計算は以下の等式を使用して実行され、対応する動作変数ν_ｍ（κ）、ｉ_ｃ（κ）、ｉ_ｉ（κ）及びν_ｉ（κ）を決定することができる。

式中、

は、それぞれｉ_ｉ（κ）及びｉ_ｇ（κ）の共役複素数を表す。電力潮流計算は、ニュートン・ラフソン法、若しくは、例えばＭＡＴＬＡＢ（商標）、ＰＳＳＥ（商標）又はＰＳＬＦ（商標）ソフトウェアツールなどのソフトウェアツールから利用可能な等価な方法などの適当な非線形等式解法を使用して実行され得る。

ここで、スーパーインバータクラスタ２７０のバーチャルインバータ全体により生成される無効電力は、

として計算され、
図７の単一インバータクラスタ２７０に相当するν_ｉ（κ）及びｑ_ｉ（κ）を付与することで、無効電力寄与の単一インバータクラスタ２５０間の最適な分配が、最適化法を通して決定される。最初に、インバータクラスタ２５０で利用可能な無効電力に対する限度値及びインバータクラスタ２５０間の許容不均衡は、以下のように確立される：

式中、ｑ_ｉ１（κ）及びｑ_ｉ２（κ）は、決定されるべき２つの単一インバータクラスタ２５０の無効電力であり、Ｑ_{ｉ１ｍａｘ}（κ）及びＱ_{ｉ２ｍａｘ}（κ）は、インバータクラスタ２５０で利用可能な無効電力の限度値である。Δｑ_ｉ（κ）をインバータクラスタ２５０間で決定されるべき無効電力差として表す場合、我々は、

ここで、

であり、式中、ΔＱ_ｉｍａｘ（κ）は無効電力差Δｑ_ｉ（κ）に対する許容限界である。

次に、太陽光発電プラント１００のインバータクラスタ２５０及び太陽電池１１５の優勢な発電機能（ｐｒｅｖａｉｌｉｎｇ ｐｏｗｅｒ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃａｐａｂｉｌｉｔｙ）を使用して、インバータクラスタ２５０から抽出され得る有効電力ｐ_ｉ１（κ）及びｐ_ｉ２（κ）が確立され、かつ確定される。

であることに留意すべきである。

インバータクラスタ２５０の有効電力は、

によって示されるそれらの電圧及び電流変数に関連している。

次の工程は、次の目的関数を使用して、スーパーインバータクラスタ２７０と単一サブインバータクラスタ２５０との間の電圧の大きさの誤差を最小限に抑える、インバータクラスタ２５０と対応するインバータ電流ｉ_ｉ１（κ）及びｉ_ｉ２（κ）との間の無効電力差Δｑ_ｉ（κ）の最適値を計算するためのものであり、

これと同時に、上記の等式ＥＱ．１５〜ＥＱ．２２が満たされる。上記の問題は、例えばＭＡＴＬＡＢ（商標）ソフトウェアツールなどのソフトウェアツールを介して利用可能な標準非線形最適化技術を通して解決され得る。

次に、上記で得られた無効電力差を使用して、単一インバータクラスタ２５０についての最適の無効電力寄与が、等式ＥＱ．１７及びＥＱ．１８を使用して得られ、対応する電圧及び電流変数｛ν_ｉ１（κ），ν_ｉ２（κ），ｉ_ｉ１（κ），ｉ_ｉ２（κ）｝が、更に等式ＥＱ．６、ＥＱ．７、ＥＱ．２１、及びＥＱ．２２を使用して計算される。この処理は、単一インバータ（又は、最下位のインバータクラスタ内のインバータ）の最適の無効電力寄与が決定されるまで、下位レベルのインバータクラスタについて繰り返される。最適化の結果は、全回路網で実行される逆負荷フロー試験にて検証され得る。必要な場合、更なる最適化の改良は、単一インバータの最適の無効電力寄与の計算、それに続く逆負荷フロー試験を含む反復処理を通して実行され得、反復工程の結果は、次の反復工程のために変数を更新するために使用され、この処理は、結果の範囲が許容帯域内に集まるまで続けられる。

図８は、本発明の一実施形態により、複数のインバータ１３１をクラスタリングし、複数のインバータ１３１のインピーダンスを表すインピーダンスを有する単一バーチャルインバータを生成する方法のフローチャートを示している。図８の方法は、図９及び１０の方法と共に、例えば、太陽光発電プラント１００の光起電インバータ１３１の最適化された制御を可能にする。図８〜１０の方法は、例示の目的のためだけに、図１の太陽光発電プラント１００を参照して説明される。

図８の例では、太陽光発電プラント１００のインバータ１３１は、第１のレベルのインバータクラスタにグループ化される（工程３０１）。図８の例では、類似のインピーダンスを有するインバータ１３１は、一つにまとまってグループ化され、第１のレベルのインバータクラスタを形成することができる。インバータ１３１は、それらの位置に基づいて一つにまとめられてグループ化されてもよい。例えば、インバータステーション１３０−１内の全てのインバータ１３１が一つにまとめられ、第１のレベルのインバータクラスタを形成することができ、インバータステーション１３０−２内の全てのインバータ１３１が一つにまとめられ、別の第１のレベルのインバータクラスタを形成することができるといった具合である。

等価インピーダンスが、個々の第１のレベルのインバータクラスタについて決定される（工程３０２）。第１のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスは、第１のレベルのインバータクラスタ内の全てのインバータ１３１のインピーダンス、並びに関連する変圧器及び伝送線などのその他の伝送路インピーダンスを表す。

第１のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスは、第２のレベルのインバータクラスタにグループ化される（工程３０３）。第２のレベルのインバータクラスタは、第２のレベルのインバータクラスタ内に含まれる第１のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスを包含する。

等価インピーダンスが、個々の第２のレベルのインバータクラスタについて決定される（工程３０４）。第２のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンスは、第２のレベルのインバータクラスタ内の第１のレベルのインバータクラスタの等価インピーダンス全てを表す。

工程３０１〜３０４のような、インバータクラスタの高位レベルのインバータクラスタへのグループ化及び高位レベルのインバータクラスタの等価インピーダンスの決定が、単一インバータクラスタ、すなわち、単一等価インピーダンスを有する単一バーチャルインバータを表すスーパーインバータクラスタが残るまで続けられる（工程３０５）。スーパーインバータクラスタの単一等価インピーダンスは、太陽光発電プラント１００の全てのインバータ１３１及び関連する伝送路インピーダンスを表す。インバータクラスタマップ及び決定されたインピーダンスが、以下のデクラスタリング処理で使用するために保持される（工程３０６）。

図９は、本発明の一実施形態により、太陽光発電プラント１００内の個々のインバータ１３１について最適化された無効電力設定値を生成する方法のフローチャートである。

太陽光発電プラント１００は、ＰＯＩ １０１における異なる有効電力レベルに対して無効電力の異なるレベルをもたらすことが期待できる。無効電力及び有効電力レベルのそれぞれは、ＰＯＩ １０１における動作点である。ＰＯＩ １０１における個々の動作点について、スーパーインバータクラスタにより表されるバーチャルインバータにおける無効電力要求量及び動作電圧が決定される（工程３２１）。前に説明したように、上記記載のインバータクラスタリング法は、単一等価インピーダンスを有するバーチャルインバータを表すスーパーインバータクラスタを結果としてもたらす。スーパーインバータクラスタの等価インピーダンスは、スーパーインバータクラスタのバーチャルインバータにおける対応する無効電力及び動作電圧を計算するために使用され得る（例えば、等式ＥＱ．９〜ＥＱ．１４についての説明を参照）。

次の下位のレベルのインバータクラスタについては、単一インバータクラスタの無効電力寄与が決定される（工程３２２）。例えば、スーパーインバータクラスタのすぐ下の次のレベルのインバータクラスタの無効電力寄与は、スーパーインバータクラスタにより生成されるべき無効電力を次のレベルのインバータクラスタ間に配分することにより決定され得る（例えば、等式ＥＱ．１５〜ＥＱ．２２についての説明を参照）。インバータクラスタにより生成されるべき無効電力を付与することで、インバータクラスタでの、対応する動作電圧が計算され得る。

無効電力の下位レベルのインバータクラスタ間への配分の決定は、下位レベルのインバータクラスタ内のインバータ１３１の無効電力寄与が決定されるまで続く（工程３２３）。例えば、第１のレベルのインバータクラスタにより表されるバーチャルインバータによって生成されるべき無効電力が一旦決定されると、この無効電力の発電は、インバータ１３１間に配分される。すなわち、第１のレベルのインバータクラスタ内の個々のインバータ１３１は、第１のレベルのインバータクラスタ内のインバータ１３１により生成される全無効電力が、第１のレベルのインバータクラスタにより生成されるべき無効電力に適合するように、無効電力を生成することが期待される。インバータ１３１の決定された無効電力寄与が、次いでこのインバータ１３１についての無効電力設定値として使用される（工程３２４）。インバータ１３１は、それらの無効電力設定値に従って、無効電力を出力する（工程３２５）。

図１０は、本発明の一実施形態による、複数のインバータのそれぞれの最適な無効電力寄与を決定する方法のフローチャートである。図１０の方法は、図９の方法の工程３２２を実行するために使用され得る。

図１０の例では、インバータクラスタから得られる無効電力に対する限度値及びインバータクラスタ間の許容不均衡が決定される（工程３３１）。無効電力に対する限度値は、インバータクラスタ内のインバータの電力定格、及びインバータクラスタからの優勢な有効電力発生に基づくことができる。インバータクラスタについての無効電力限度値が一旦決定されると、次いで、インバータクラスタ間の許容最大差動、すなわち、ｍａｘΔの無効電圧が決定される（例えば、等式ＥＱ．１５〜ＥＱ．１９についての説明を参照）。

インバータクラスタからの有効電力抽出の条件が決定される（工程３３２）。この条件は、インバータクラスタ及び関連する太陽電池の優勢な有効発電機能に基づくことができる（例えば、等式ＥＱ．２０〜ＥＱ．２２についての説明を参照）。

インバータクラスタ間の無効電力差が決定される（工程３３３）。インバータクラスタ間の無効電力差が、無効電力に対して決定された限度値、インバータクラスタ間の最大無効電力差、及び工程３３１及び３３２で決定された個々のインバータクラスタからの有効電力抽出のための条件に基づいて決定され得る。次いで、個々のインバータクラスタの単一無効電力寄与が、工程３３３で得られた無効電力差を使用して決定される（工程３３４）。次いで、インバータクラスタの無効電力寄与に対応する有効電力及び動作電圧が決定される（工程３３５）。最下位レベルでは、「インバータクラスタ」は、インバータステーション１３０のインバータ１３１であることに留意すべきである。すなわち、処理が第１のレベルのインバータクラスタに一旦到達すると、インバータ１３１等の間の無効電力差が決定される。

図８〜１０の方法は、ＰＯＩ １０１における個々の動作点について、個々の最下位レベルのインバータクラスタ（又は単一インバータ１３１）から要求される最適の無効電力寄与（図５中のＱ_ｉｊｋ）のセットを結果としてもたらす。典型的には、個々の最下位レベルのインバータクラスタからの無効電力寄与の部分は、ＰＯＩ １０１における動作点に依存する値を有する変数である。しかしながら、全動作範囲を包含している比例定数及びバイアス定数の単一セット、又は比例定数及びバイアス定数の複数のセットは、部分的線形化又は、上記で提案されるものと類似する独自のインバータクラスタリング技術を使用して、個々の最下位レベルのインバータクラスタごとに得ることができる。例えば、全ての値の加重平均は、対応する動作点の相対的重要度に基づいて、平均化するための重量が選択されて、複数の動作点について得ることができる。（ＰＯＩ １０１における動作点に依存する変数の使用ではなく）個々の最下位レベルのインバータクラスタの比例定数及びバイアス定数の所定のセットの使用は、結果として生じる全体的な解決策を次善策にするが、制御系デザインを十分に簡素化し、動作中の体系的な利得計画を容易にし、系全体の安定した動作を確実にするのを補助する。

図８〜１０の方法から得られる結果は、繰り返し処理により更に改善され得、ここでは、初めに個々の最下位レベルのインバータクラスタから確立された単一有効電力及び無効電力寄与が負荷潮流試験で使用され、ＰＯＩ １０１における全体的な無効電力性能、及びインバータ端子を含む種々のノードにおいて得られる電圧条件を評価する。この評価の結果が、最適化のための条件を再確立又は改良し、処理を繰り返すために使用され得る。

単一の最下位レベルのインバータクラスタ又はインバータ１３１についての無効電力寄与の所望の比率が上記記載のようにオフラインで確立される一方、分散制御系内でのその実現が、ローカルインタプリタ１３２により達成され得る。系全体（図１でＱ又はＰＦより表される）についての統合された無効電力フィードバック信号がグリッドコントローラ１１０により生成される一方、個々のインバータステーション１３０について、ローカルインタプリタ１３２は、所定のスケーリングアルゴリズムに従って、この無効電力フィードバック信号をスケーリングし、これにバイアスを加え、図１でＱｎ又はＰＦｎで表された、スケーリングされかつバイアスが加えられたフィードバック信号を生成する。

非対称実用規模大型システムの典型的な例を使用して、本明細書に記載されている最適な無効電力制御を有する場合と有さない場合の詳細なグリッドモデリング及びシステムの動的シミュレーションが、本発明者により行われた。図１１は、種々の無効電力制御技術を比較する、モデリング及び計算から得られたプロット（例えば、ＭａｔｈＣＡＤ（商標）ソフトウェアツールを使用）を示している。このプロットは、理想的な対称回路網と比較した非対称回路網における非最適無効電力制御の制約を示している。対称回路網は、単一インバータクラスタの全てが、ほぼ同一の等価インピーダンスを有する太陽光発電プラント回路網である。対照的に、非対称回路網は、単一の及び／又はサブインバータクラスタが著しく異なる等価インピーダンスを有する太陽光発電プラント回路網である。本明細書に記載されている最適な無効電力制御は、非対称回路網を有するＰＯＩにおいて力率適用範囲を大幅に改善する。したがって、改善された適用範囲は、スイッチ式コンデンサバンク又は静止形ＶＡＲ補償装置などの付属の無効電力装置の容量を、別の方法で必要とされる場合の約３０％まで低減することが可能である。

本明細書に記載されている最適化された無効電力制御は、以下の利点をもたらしながら、太陽光発電プラントの多くのインバータ間で無効電力発生負荷を分配するための効率的解決手段を提供する：（ａ）太陽電池の有用性の増大及び改善されたシステム全体の性能；（ｂ）グリッド全体のモデリング及びインバータ機能を最大まで利用することによるＰＯＩでの改善された電圧制御又はサポート；（ｃ）追加的な外部コンデンサバンク又は静止形ＶＡＲ補償装置の必要性を最小限に抑え、伝送路損失を最小限に抑えることによる、改善された力率又は無効電力制御；並びに（ｄ）上記サービスをもたらす太陽電池システムで得る潜在的追加収益。

最適の無効電力制御が、システムがＰＯＩで期待される制御範囲を効果的に実現することを確実にする。ＰＯＩで所望の応答を提供するために、分散インバータの制御運動が、成功裏に協調され得、追加的な保護システム又は処理の必要性を最小限に抑え得ることも確実にする。要約すると、提案されたグリッド制御デザインは、従来の発電プラントと同様に、太陽電池システムを単一の直接制御可能な資産として公益事業に提示し、ハードウェア及び相互接続コストの削減をもたらす。

本発明の具体的な実施形態を提供したが、これらの実施形態は説明を目的としたものであり、限定ではないことは理解されよう。多くの追加的実施形態が、本開示を読む当業者にとっては明らかとなろう。
［項目１］
太陽光発電プラントの動作を制御する方法であって、
複数の太陽電池を提供する段階と、
複数のインバータのそれぞれが、入力無効電力設定値に従って、無効電力を生成し、前記複数のインバータが、前記複数の太陽電池により生成される直流を交流に変換する段階と、
グリッドコントローラが、大域的無効電力設定値を生成する段階と、
複数のインタプリタが、前記大域的無効電力設定値を受信する段階と、
前記複数のインタプリタのそれぞれが、前記大域的無効電力設定値を、前記複数のインバータのうちの特定のインバータグループに対する無効電力設定値に変換し、前記無効電力設定値を前記特定のインバータグループに提供する段階と、を含む方法。
［項目２］
前記複数のインタプリタのそれぞれが、前記特定のインバータグループにおける複数のインバータについて決定される寄与に基づいて、前記大域的無効電力設定値を拡大縮小する段階を更に含む、項目１に記載の方法。
［項目３］
前記特定のインバータグループが、同一のインバータステーション内のインバータを複数備える、項目１に記載の方法。
［項目４］
電圧及び電流センサが、電力系統との相互接続点（ＰＯＩ）において、電圧及び電流を測定する段階を更に含む、項目１に記載の方法。
［項目５］
感知モジュールが、前記ＰＯＩにおいて測定される電圧及び電流に基づいて、前記ＰＯＩにおける力率及び無効電力を計算する段階を更に含む、項目４に記載の方法。
［項目６］
前記グリッドコントローラが、前記感知モジュールから前記ＰＯＩにおける前記無効電力の値を受信し、前記ＰＯＩにおける前記無効電力の前記値に基づいて、前記大域的無効電力設定値を生成する段階を更に含む、項目５に記載の方法。
［項目７］
前記グリッドコントローラが、前記ＰＯＩにおける前記無効電力の前記値と、参照値との比較を行い、前記比較の結果に基づいて、前記大域的無効電力設定値を生成する段階を更に含む、項目６に記載の方法。
［項目８］
前記複数のインタプリタが、前記グリッドコントローラと前記複数のインバータとの間の位置で、前記グリッドコントローラから前記大域的無効電力設定値を受信する段階を更に含む、項目１に記載の方法。
［項目９］
前記複数のインタプリタが、前記グリッドコントローラの一部である、項目１に記載の方法。
［項目１０］
太陽光発電プラントの動作を制御する方法であって、
前記太陽光発電プラントの複数のインバータの複数のインピーダンスを表す等価インピーダンスを決定する段階と、
前記等価インピーダンスを有するバーチャルインバータにより生成される無効電力を決定する段階と、
前記バーチャルインバータにより生成される前記無効電力に基づいて、前記複数のインバータにおける個々のインバータの無効電力寄与を決定する段階と、
前記複数のインバータ内の個々のインバータについて、前記インバータの前記決定される無効電力寄与を使用して、前記インバータの無効電力設定値を設定する段階と、
前記複数のインバータ内の個々のインバータが、その無効電力設定値に基づいて、無効電力を生成する段階と、を含む方法。
［項目１１］
前記複数のインバータの複数のインピーダンスを表す前記等価インピーダンスを決定する段階が、
前記複数のインバータを、複数のインバータグループにグループ化する段階と、
前記複数のインバータグループにおける個々のインバータグループについて別の等価インピーダンスを決定する段階であって、他の等価インピーダンスが前記複数のインバータグループで表される全てのインバータの複数のインピーダンスを表す段階を更に含む、項目１０に記載の方法。
［項目１２］
個々のインバータグループの前記他の等価インピーダンスから、
前記等価インピーダンスを決定する段階を更に含む、項目１１に記載の方法。
［項目１３］
前記等価インピーダンスにより表される前記太陽光発電プラントの前記複数のインバータの前記複数のインピーダンスが、前記複数のインバータの複数の伝送線インピーダンスを含む、項目１０に記載の方法。
［項目１４］
前記複数のインバータの前記複数の伝送線インピーダンスが、前記複数のインバータの複数の出力インピーダンスを含む、項目１３に記載の方法。
［項目１５］
前記複数のインバータの前記複数の伝送線インピーダンスが、前記複数のインバータを、複数のインバータステーションが接続されている接合部に結合する複数のケーブルの複数のインピーダンスを含む、項目１４に記載の方法。
［項目１６］
太陽光発電プラントの動作を制御する方法であって、
前記太陽光発電プラントの複数のインバータを、複数の第１のレベルのインバータクラスタにグループ化する段階と、
前記複数の第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれの等価インピーダンスを決定する段階であって、前記複数の第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれの前記等価インピーダンスが前記複数の第１のレベルのインバータクラスタのそれぞれで表される複数のインバータの複数のインピーダンスを表す段階と、
前記複数の第１のレベルのインバータクラスタの複数の等価インピーダンスを、複数の第２のレベルのインバータクラスタにグループ化する段階と、
少なくとも前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ及び前記複数の第２のレベルのインバータクラスタの複数の前記等価インピーダンスに基づいて、スーパーインバータクラスタの等価インピーダンスを決定する段階であって、前記スーパーインバータクラスタの前記等価インピーダンスが前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ内で表される複数のインバータの複数のインピーダンスを表す段階と、
前記スーパーインバータクラスタの前記等価インピーダンスを有するバーチャルインバータにより生成される無効電力を決定する段階と、
前記バーチャルインバータにより生成される前記無効電力に基づいて、前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ内で表される前記複数のインバータのそれぞれの無効電力寄与を決定する段階と、
前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ内で表されるインバータが、前記インバータについて決定される無効電力寄与に従って、無効電力を生成する段階と、を含む方法。
［項目１７］
前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ内で表される前記インバータが、
前記インバータについて決定される前記無効電力寄与に従って、無効電力設定値を受信する段階を更に含む、項目１６に記載の方法。
［項目１８］
前記複数の第１のレベルのインバータクラスタ内で表される前記インバータが、
ローカルインタプリタから前記無効電力設定値を受信する段階を更に含む、項目１７に記載の方法。
［項目１９］
前記ローカルインタプリタが、グリッドコントローラから受信される大域的無効電力設定値から前記無効電力設定値を生成する段階を更に含む、項目１８に記載の方法。
［項目２０］
前記ローカルインタプリタが、
前記大域的無効電力設定値を拡大縮小し、前記無効電力設定値を生成する段階を更に含む、項目１９に記載の方法。

Claims (9)

1. 太陽光発電プラントの動作を制御する方法であって、
   複数のインバータのそれぞれが、入力無効電力設定値に従って、無効電力を生成し、前記複数のインバータが、複数の太陽電池により生成される直流を交流に変換する段階と、
   グリッドコントローラが、大域的無効電力設定値を生成する段階と、
   複数のインタプリタが、前記大域的無効電力設定値を受信する段階と、
   前記複数のインタプリタのそれぞれが、前記大域的無効電力設定値を、前記複数のインバータのうちの特定のインバータグループに対する無効電力設定値に変換し、前記無効電力設定値を前記特定のインバータグループに提供する段階と、を含む方法。
2. 前記複数のインタプリタのそれぞれが、前記特定のインバータグループにおける複数のインバータについて決定される寄与に基づいて、前記大域的無効電力設定値に対しスケーリングおよびバイアス付加の少なくとも一方を行う段階を更に含む、請求項１に記載の方法。
3. 前記特定のインバータグループが、同一のインバータステーション内のインバータを複数備える、請求項１または２に記載の方法。
4. 電圧及び電流センサが、電力系統との相互接続点（ＰＯＩ）において、電圧及び電流を測定する段階を更に含む、請求項１から３の何れか一項に記載の方法。
5. 感知モジュールが、前記ＰＯＩにおいて測定される電圧及び電流に基づいて、前記ＰＯＩにおける力率及び無効電力を計算する段階を更に含む、請求項４に記載の方法。
6. 前記グリッドコントローラが、前記感知モジュールから前記ＰＯＩにおける前記無効電力の値を受信し、前記ＰＯＩにおける前記無効電力の前記値に基づいて、前記大域的無効電力設定値を生成する段階を更に含む、請求項５に記載の方法。
7. 前記グリッドコントローラが、前記ＰＯＩにおける前記無効電力の前記値と、参照値との比較を行い、前記比較の結果に基づいて、前記大域的無効電力設定値を生成する段階を更に含む、請求項６に記載の方法。
8. 前記複数のインタプリタが、前記グリッドコントローラと前記複数のインバータとの間の位置で、前記グリッドコントローラから前記大域的無効電力設定値を受信する段階を更に含む、請求項１から７の何れか一項に記載の方法。
9. 請求項１〜８のいずれか一項に記載の方法により動作する太陽光発電プラント。

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